Оценка геологического состояния разработки Кезского месторождения. Нефтеносными на Кезском месторождении являются отложения верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация

Оценка геологического состояния разработки Кезского месторождения. Нефтеносными на Кезском месторождении являются отложения верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Дипломный проект исполнен на 132 страницах, использовано 24 таблицы, 17 рисунков, использованных источников - 15.
Кратко охарактеризована геологическая характеристика Кезского месторождения Удмуртской Республики. Произведен анализ технологической эффективности применяемых технологий. Выполнен расчет экономических показателей проектируемого варианта. Произведено сравнение технико-экономических показателей базового варианта с проектным.
Выполнен краткий литературный обзор известных технических решений по теме проекта. Составлен патентный обзор.
Освещены вопросы охраны труда и техники безопасности, охраны окружающей среды и жизнедеятельности человека.
Приведен список использованной литературы.
2.1. Текущее состояние разработки месторождения
На 01.01.2009г. отобрано 2628,8 тыс.т. нефти, что составляет 38,4% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). В начальный период эксплуатации отмечалось отставание фактических объемов добычи от проектных, вызванное отставанием в темпах разбуривания месторождения. С 1996 г. отмечается превышение фактических уровней добычи нефти над проектными. В 1999-2003 г.г. превышение составило 76-78%, в последующие годы заметно увеличение годовой добычи нефти. Так в 1999-2003г.г. темп отбора от НИЗ колеблется в пределах от 3,94 до 4,18%, в 2004-2005г.г. составил 4,52-4,57%. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2008г. и составил 313 тыс. т. Концу 2008г. накопленная добыча по объекту превышает проектную на 114,7 тыс.т., темп отбора от НИЗ превышает проектный показатель более, чем в два раза (фактический темп отбора от НИЗ составляет 4,57, проектный – 2,04). С 1994г Кезское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления (ППД).
Объем закачки составил на 01.01.2008 г. 536,6 тыс.м3., что на 65% больше проектного значения. Таким образом система ППД полностью не компенсирует отбор жидкости. Компенсация с начала разработки составила 112%.
В период с1997 по 2000г.г. наблюдается резкий рост обводненности продукции – на 01.01.1998г. он составлял 7,2%, а на 01.01.2001г. – 32,1%. С 2000г. обводненность увеличивается не более чем на 3,4%. В 2008г. она составила 29,7%, что в 1,6 раза меньше проектного показателя.
Всего к концу 2008г. пробурено 163 скважины, из них 116 добывающих (по проекту – 77 скважин), 34 нагнетательные (проектное количество - 43 скважины). В настоящее время месторождение переходит на III стадию разработки. Эксплуатация верейско-башкирского объекта осуществляется с поддержанием пластового давления (ППД). Закачка воды ведется с 1994 года. По второму и третьему направлению в продуктивные пласты закачивается пресная вода, поступающая с Лозолюкско-Зуринского водозабора, по первому направлению – сточная вода. Под закачкой находится 32 скважины, 11 скважин нагнетательного фонда эксплуатируются на нефть.
В соответствии с проектным документом на месторождении реализована избирательная система заводнения. В целом по объекту компенсация отбора жидкости обеспечивается на проектном уровне. Вместе с тем, в ходе анализа состояния заводнения выявлен неравномерный охват продуктивных пластов, что в свою очередь может повлечь за собой неравномерную выработку запасов на отдельных участках месторождения.
Исходя из этого, основные рекомендации по регулированию разработки сводятся к регулированию системы заводнения.

В работе была произведена оценка геологического состояния разработки Кезского месторождения. Нефтеносными на Кезском месторождении являются отложения верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона.
На момент рассмотрения месторождение в проектных объемах было разбурено уже полностью. Согласно принятых проектных решений (в соответствии с технологической схемой) верейские и башкирские отложения были объединены в один эксплуатационный объект и разрабатываются единой сеткой скважин.
На месторождении реализована площадная избирательная система заводнения.
Проведенный анализ разработки верейско-башкирского объекта показал в целом его удовлетворительное состояние. Реализованная система разработки на первых стадиях разработки месторождения была достаточно эффективной обеспечивала высокие темпы нефтедобычи. Однако, на данном этапе разработки принятая система разработки нуждается в корректировке. В ходе проведенного текущего анализа разработки были выявлены отклонения проектных показателей от фактических, это прежде всего относится к добычи и обводненности. Как было установлено в работе основной причиной этих отклонений явилась неудовлетворительная работа ряда скважин, по которым была отмечена их преждевременная обводненность (что выше установленных показателей) и низкий дебит. Сравнительная оценка технологических показателей наглядно демонстрирует эффективность доразработки с применением боковых горизонтальных стволов. Вертикальные скважины для зарезки БГС были подобраны с учетом геолого-технологических критериев, это были скважины которые имели высокую обводненность, характеризовались низкими отборами, какие либо другие мероприятия (ГТМ) по этим скважинам не давали существенных результатов, поэтому и столь очевиден эффект по этим скважинам. Необходимо также добавить, что подбор вертикальных скважин осуществлялся, так же и с учетов проведенных гидродинамических нестационарных исследований (на основе этих исследований определялся скин фактор), геофизических исследований (состояния колонны, обводненность и т.д.).
На основании проведенного анализа работы скважин (с использованием материалов ГИС И ГДИ), кандидатами для перевода вертикальных скважин под зарезку боковых горизонтальных стволов явились скважины 3217, 3215, 3204, 3219, 3231, 3224, 3206. Проведенный прогнозный расчет технологических показателей показал высокую эффективность работы этих скважин. Так накопленная доп. добыча по этим скважинам составила - 90,69 тыс.тонн нефти, а прирост по КИН – 0,03 .
Кроме того, в работе была произведена также и экономическая оценка от предложенного технического решения. Накопленный поток наличности составил – 206,7 млн.р., индекс доходности – 1,8 . Таким образом, на основании проведенного технико-экомического анализа проект может быть принят к реализации.